Нефтяная промышленность

Подавляющую часть нефти и  попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Нефть Восточной Сибири отличается большим  разнообразием свойств  и состав вследствие многопластовой структуры  месторождений. Но в  целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагесстана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.

Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем переработки - 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на заводы республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.  
 
 

Тимано-Печерская  база. 

Третья  нефтяная база - Тимано - Печерская. Она расположена  в пределах Коми, Ненецкого автономного  округа Архангельской  области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано - Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня  различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации. Ведутся совместные разработки месторождений. Например, СП “Полярное сияние” с участием американской компании “Конако”, которое разрабатывает Ардалинское месторождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект инвестировано 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов получили 160 российских компаний - поставщиков и подрядчиков. 71 процент всех доходов “Полярного сияния” остается в России, что делает контракт выгодным не только для иностранцев, но и для жителей Ненецкого автономного округа, получивших дополнительные рабочие места, и в целом  всей Российской Федерации.

Теперь, обобщив сказанное  в данной главе, выделим  главную особенность, проблему размещения нефтедобывающей  промышленности России. Частично она уже была рассмотрена - это сверхвысокая концентрация нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа, обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от главного поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному потребителю - западной ее части. 
 
 
 
 

Характеристики  и преимущества. 
 

Нефть не используется в  первоначальном виде, поэтому нефтеперерабатывающие  заводы - основной ее потребитель. Они  располагаются во всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Производительность в год - 90 млн. тонн нефти. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке).

Стоимость строительства магистрального нефтепровода

обычно  окупается за 2-3 года. 
 
 
 

Развитие  и размещение основных нефтепроводов.  

Первый  нефтепровод в  России проложен в 1878 году в Баку от промыслов  до нефтеперерабатывающего завода, а в 1897 - 1907 году был построен самый большой  в то время в  мире по протяженности  магистральный трубопровод  Баку - Батуми диаметром 200 мм и длиной 835 км, который продолжает эксплуатироваться и по сей день. . К 1941 году в эксплуатации находилось 4100 км магистральных трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов с сумарной годовой Общая протяженность магистральных нефтепроводов к 1956 году возросла до 11,5 тыс. км, а через 10 лет достигла уже 29 тыс. км. А в 1992 году в СНГ - 275  тысяч км. Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях: урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527 км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное от Альметьевска до Куйбышева и далее нефтепроводом “Дружба” с ответвлением на Полоцк и Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибольшей длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, т.к. связывали основного добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными районами Российской Федерации. Важность этого направления сохраняется и в настоящее время.

С открытием новых  нефтяных месторождений  на Южном Мангышлаке и в Тюменской  области сооружены  слудующие нефтепроводы: Узень - Гурьев - Куйбышев диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень, Александровское - Анжеро - Суджинск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км; Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью 1844 км, второй нефтепровод “Дружба”. Общая протяженность нефтепроводов в СССР в 1973 году составила 42,9 тысяч км, а к 1987 году уже превысила 82 тыс.

км. производительностью 7,9 млн. тонн. Развитие нефтепроводного  транспорта определяется общим состоянием дел в нефтяной промышленности, т.к. между ними существует неразрывная связь. В прошлом формирование нефтяной базы между  Волгой и Уралом, намного улучшив снабжение нефтью центральных и восточных районов страны, обусловило появление целой системы магистральных нефтепроводов:

1) на запад - нефтепровод “Дружба” от Альметьевска через Куйбышев - Брянск до Мозыря (Белоруссия), откуда в Польшу, Венгрию и Чехословакию с ответвлением в Белоруссию, Латвию и Литву; Куйбышев - Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск - Горький - Рязань - Москва с ответвлением Горький - Ярославль - Кириши;

2) на юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.

3) на восток - Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа - Омск - Новосибирск (нефтепродукты).

Формирование  Западно-Сибирской  нефтяной базы изменило ориентацию основных потоков нефти: Волго-Уральский  район целиком  переориентировался на западное направление.

Важнейшие функции дальнейшего  развития сети магистральных  нефтепроводов перешли  к Западной Сибири, откуда трубопроводы идут:

1) на запад - Усть - Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Куйбышев; Куйбышев - Лисичанск - Кременчук - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк;

2) на юг - Шаим - Тюмень; Усть - Балык - Омск; Омск - Павлодар - Чимкент;

3) на восток - Александровское - Анжеро - Судженск. 
 
 
 
 
 
 

Экспорт нефти . 

Для транспортировки  нефти на запад  используются, кроме  того, трубопроводы Волго - Уральского района восточного направления.

Из  трубопроводов выделяются: Гурьев - Орск; Мангышлак - Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерская нефтегазоносная  область); Огса - Комсомольск-на-Амуре (Сахалин).

За  границу нефть  экспортируется также при помощи трубопроводов (например, “Дружба”). Экспорт нефти сегодня составляет 105-110 млн. т, нефтепродуктов - 35 млн. тонн. Средняя цена нефти на мировом рынке - приблизительно 107 долларов за тонну, а мазута - 86 долларов. Треть экспорта сырой нефти приходиться на страны СНГ (на Украину, Белоруссию и Казахстан вместе более 90%).

Остальная часть нефти направляется в дальнее зарубежье, т.е. в Западную Европу, где Германия, Италия, Великобритания и  Ирландия вкупе потребляют 60% этого объема. Сегодня экспорт за границу в основном выгоден, однако есть уже указанные проблемы с оплатой при поставке нефти в страны ближнего зарубежья.

В самой же России в  будущем предусмотрено  создание региональных систем магистральных  нефтепродуктопроводов  с разводящей сетью к нефтебазам, однако сейчас трубопроводный транспорт периживает тяжелые времена в связи с общим спадом в нефтяной промышленности. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

И ещё раз о проблемах . 

Проблемы  сотрудничества, добычи, транспортировки  и еще ряд других проблем уже рассматривался. Но я считаю необходимым добавить к сказанному следующее.

Проблема  обеспечения отечественной  нефтяной отрасли  машиностроительной продукцией существует. И она требует  к себе специального внимания.

Особенно  беспокоит чрезвычайная зависимость от импорта машиностроительной  продукции .В итоге отвлекаются большие средства, выручаемые от продажи нефти, требуется большая работа по организации закупок и реализации оборудования .

Особый  аспект анализируемой  проблемы - поставки из Азербайджана. Ещё в 1990 г. Начавшееся там известное вооружённое противостояние привело к прекращению завоза оборудования на российские нефтепромыслы, что стало причиной резкого сокращения добычи нефти. Если учесть , что Азербайджан стал для нас вскоре заграницей, то технологическая зависимость России ещё более возросла.

Проблемой импортозамещения в  своё время серьёзно занялось Минестерство топлива и энергетики. Был даже издан  приказ о разработке соответствующими подразделениями  спец.программы , которая  бы включала в себя конкретную номенклатуру изделий , подлежащих изготовлению на заводах России.

В области материально-технического обеспечения задача замещения зарубежной продукции на отечественную  стала стратегической. В отсутствии каких  бы то ни было указаний сверху сама жизнь заставила предпринимать энергичные усилия к тому , чтобы уйти от импортной зависимости в поставках тех изделий , без которых нефтяная промышленность не может существовать. Хотя бы для того , чтобы вновь не отдавать на Запад с таким трудом заработанную валюту. Эту валюту , следовало бы направить непосредственно на инвестирование добычи и переработку нефти , развитые системы обеспечения нефтепродуктами. Ради этого и надо было налаживать производство необходимой продукции в стране.

Ещё в 1992 г. были сделаны первые шаги в избранном направлении . Так в Удмуртии , на АО “Ижнефтемаш” освоили производство цементировачных агрегатов. В короткое время организовано производство штанговых глубинных насосов - одного из основных видов видов оборудования, без которого добыча не возможна. Список предприятий , которые позволили сравнительно быстро изменить ситуацию на отечественном рынке  нефтяного оборудования , можно продолжать.

Может ли что-то помешать дальнейшему  осуществлению импортозамещения тем, кто уже приложил немало сил к решению этой проблемы ?

Да. И прежде всего  то , что российская промышленность выставляет слишком высокие  цены на свою продукцию . Чёткая ценовая политика тем более важна , что иных рычагов  воздействия на нефтяные компании у Минтопэнерго и правительства становится всё меньше. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Список  литературы : 

1. Крюков В.А. Зачем  нужна России национальная  нефтяная компания // ЭКО. 1999 г. № 4

2. Рачков Б. Эта  коварная "нефтяная игла"// Экономика и жизнь. 1998 г.  № 34

3. Смирнов А.С. Проблемы нефтянях компаний России // Независимая газета. 1997 г. 25 февр.

    4. Иголкин А. Нефть  Родины // Наш современник. 1993. №5.

    5. Крюков В.А. Полные  канистры и пустые  карманы //ЭКО. 1994. №1.

    6. Неверов В. Перспективы  нефтяной промышленности  Западной Сибири // Деловой мир . 1993. 22 мая.

    7. Нефть и газ  в зеркале планеты  // Деловой мир. 1994. 1-7 августа.